بخشی از مقاله
مطالعه شبيه سازي عملکرد تزريق گاز و آب در شاخص مخزن ايلام ميدان جفير و مقايسه آن با توليد طبيعي
خلاصه
در اين مطالعه روش هاي مختلف ازدياد برداشت شامل روش تزريق گاز و تزريق آب و تزريق WAG براي مخزن ايلام ميدان جفير در مقياس محدود (Sector) با استفاده از نرم افزار شبيه ساز Eclipse١٠٠ مورد بررسي قرار گرفته است . هدف از اين پروژه مشخص نمودن روش بهينه در ازدياد برداشت از اين مخزن مي باشد. و در نهايت پس از مقايسه نتايج حاصل از سناريوهاي مختلف توليد با يکديگر و با توليد طبيعي معلوم گرديد بهترين سناريوي توليد براي اين مخزن نفتي تزريق گاز در ناحيه نفتي مي باشد.
کلمات کليدي : مخزن ايلام ، ازدياد برداشت ، تزريق WAG، تزريق آب ، تزريق گاز.
١. مقدمه
سهم عمده اي از انرژي جهان را سوخت هاي فسيلي تجديد ناپذير تشکيل داده اند. به همين خاطر امروزه کارشناسان ميکوشند تا بازده توليد از مخ ازن نفتي را بهبود بخشند. توليد نفت از مخازن نفتي در حالت کلي در سه مرحله به صورت برداشت اوليه ، برداشت ثانويه و برداشت ثالثيه انجام ميگيرد .
توسط روشهاي اوليه برداشت نفت که عبارتند از:
- مکانيسم انرژي گاز محلول در نفت (Solution Gas Drive)
- مکانيسم ريزش ثقلي (Gravity Drainage)
- مکانيسم انبساط کلاهک گازي (Gas cap Expansion)
- مکانيسم انرژي آبده (Natural Water Influx)
- مکانيسم تراکم (Compaction)
تنها ٨ تا ٣٠ درصد نفت موجود در مخازن استخراج مي شود. روش هاي مرحله دوم و سوم استخراج نفت تحت نام کلي "ازدياد برداشت نفت " شناخته مي شود[١]. بنابراين دارندگان اين ذخاير ميکوشند تا با روش هاي جديدتر، کم هزينه تر و با کارايي بالا تر، از منابع خود بهره بيشتري بجويند.
در شکل ١ مراحل مختلف توليد از مخازن نفتي نشان داده شده است .
شکل (١): مراحل توليد از مخازن نفتي
تزريق آب و گاز از روشهاي مرسوم ، اقتصادي و مؤثر در مخازن مي باشند و امروزه به عنوان فرآيندهاي آغازين بهبود برداشت نفت پذيرفته شده اند.[٢] پروژه هاي تزريق آب اگر با مطالعات کافي همراه باشند کاملا موفقيت آميز خواهند بود، در غير اين صورت خسارت فراواني به مخازن نفتي وارد خواهند کرد. يکي ديگر از روشهاي متداول جهت بازيافت بيشتر، تزريق گاز به مخزن ميباشد. تزريق گاز روشي است که توسط اکثر متخصصان و مهندسان مخزن به ع نوان بهترين روش ازدياد برداشت در مخازن کربناته پيشنهاد شده است . ولي در عمل ملاحظات خاصي دارد که در صورت رعايت نشدن بازده مطلوب حاصل نمي گردد.
در دو روش ذکر شده جريان سيال تزريقي ترجيح مي دهد که از نواحي با نفوذپذيري بيشتر عبور کند در نتيجه در نواحي با نفوذپذيري کم سيال جريان ندارد و يا جريان بسيار کند است . به عبارت ديگر نواحي نفوذپذيرتر به عنوان کانالهايي براي انتقال مستقيم سيال تزريقي ، از چاه تزريق به چاه توليد عمل ميکنند. بنابراين مشکل اصلي ، ميانشکن (Breakthrough) زودهنگام فاز تزريقي مي باشد. بعلاوه آب معمولا در قسمت فوقاني جريان نمي يابد و قسمتي از نفت در مخزن باقي ميماند. از سوي ديگر گاز بدليل چگالي کمتر در نقاط فوقاني مخزن جريان دارد؛ اما راندمان جاروبي گاز از آب کمتر مي باشد.
در نتيجه محققان با تلفيق دو روش تزريق آب و تزريق گاز، علاوه بر بکارگيري محاسن روشهاي مذکور، معايب آنها را نيز کاهش داده اند و اين روش را تزريق متناوب آب و گاز (Water Alternating Gas) و يا اختصارا WAG ناميده اند. در اين روش با تزريق پي در پي يا همزمان توده آب و گاز، يک ترکيب همگن در حفره ها شکل ميگيرد. به علت اثرات نفوذپذيري نسبي ، اين ترکيب به صورت يک سيال با تحرک کم عمل مي کند و علاوه بر کم کردن حجم گاز، راندمان جابجايي افزايش مي يابد و در عين حال احتمال وقوع پديده انگشتي شدن را ميکاهد. در حقيقت ازدياد برداشت به روش WAG (غيرامتزاجي ) مانند جابجا شدن سيال درون يک سيلندر به وسيله يک پيستون نشت کننده است .
ناهمگني مخزن ، خاصيت ترشوندگي سنگ مخزن ، شرايط حل شوندگي در تزريق امتزاجي ، مقدار گاز به تله افتاده ، تکنيک تزريق و مشخصات تزريق (مثل توالي چرخه ها، حجم توده سيال تزريق ، نسبت گاز به آب تزريقي ، دبي و تعداد سيکلهاي تزريق ) عوامل اصلي موثر بر تزريق WAG مي باشند. در اين مقاله به مطالعه و تشريح روش تزريق گاز، آب و تزريق WAG پرداخته و اين سه سناريو با هم مقايسه مي شوند.
٢. عمر توليدي مخزن
از روشهاي متداول مطالعات مهندسي مخازن (Decline Curve Analysis) تهيه منحني هاي افت توليد مي باشد. با توجه به اين منحني ها مي توان گفت که عمر توليدي مخزن بر حسب زمان به سه دوره عمده تقسيم مي شود که در واقع پايان هر دوره ، شروع دوره بعدي مي باشد. اين تقسيم بندي در شکل ٢ و ٣ نمايش داده شده است .
١ .دوره توسعه يا افزايش دبي
٢ .دوره تثبيت دبي
٣ .دوره کاهش دبي
به استثناي مخازني که فشار بالايي داشته و خيلي زير اشباع مي باشند و مخازني که معمولا آبده قوي دارند سالهاي آغازين عمر تمام مخازن بوسيله مکانيزم انرژي گاز محلول کنترل مي شود.
شکل (٢): دوره هاي عمر توليدي مخزن
شکل (٣): فشار و دبي نفت و نسبت گاز به نفت توليدي
٢.١. دوره توسعه يا افزايش دبي
دوره اول عمر مخزن با بهره برداري از اولين چاه شروع شده و با زدن چاههاي بعدي سطحي از مخزن که تحت شناسائي قرار مي گيرد، بيشتر شده و ببت ع آن توليد از مخزن نيز بيشتر مي شود. در چنين شرايطي چون فشار مخزن بالا عمل مي کند، يعني در چنين مخزني هنوز اثر افت فشار احساس نشده است و مخزن بصورت (Infinite Acting) يک محيط نامحدود عمل مي کند.
٢.٢. دوره تثبيت دبي
پس از اتمام دوره توسعه مخزن ، مرحله دوم عمر مخزن شروع مي شود. در اين دوره مخزن بطور کلي با يک سقف ثابت تحت تخليه قرار مي گيرد. در اين زمان استراتژي توليد بسيار مهم است يعني نوع نگرش به توليد از مخزن در طول زمان اين دوره تاثير گذار است . اگر به نفت فقط بعنوان يک کالاي تجاري نگريسته شود و هدف نهائي فقط سود اقتصادي کوتاه مدت باشد، در اين صورت در يک مدت زمان کم ، مقدار زيادي از مخزن توليد مي شود، در اين حالت سود اقتصادي کوتاه مدت عايد مي شود ولي در عوض باعث از بين رفتن بخش عظيمي از نفت در جاي اوليه در مخزن مي گردد. اين نوع نگرش را توليد غير صيانتي مي گويند. ولي اگر به مخزن بعنوان يک سرمايه عظيم ملي توجه شود در آن صورت بايد تمام روشهاي مساعد فني و مهندسي بکار گرفته شود، تا مدت زمان اين مرحله از عمر مخزن افزايش يابد. يکي از بهترين روشهاي اين مقوله ، روشهاي ازدياد برداشت مي باشد. در واقع با بکارگيري روشهاي ازدياد برداشت در کنار مديريت صحيح توليد از مخزن ، مي توان به مقدار زيادي ضريب بازيابي مخزن را افزايش داد. اوج هنر مهندسي مخازن در مرحله دوم عمر مخزن خلاصه مي شود که توانائي در افزايش مدت زمان اين مرحله مي باشد.
٢.٣. دوره کاهش دبي
در علم مهندسي نفت دوره کاهش دبي به دوره اي گفته مي شود که امکان تثبيت دبي از طريق حفاري چاههاي اضافي مقدور نباشد و مخزن دستخوش افت توليد نسبت به زمان مي گردد. به عبارت ديگر مخزن دوره توسعه کامل و دوره تثبيت خود را، هر چند کوتاه پشت سر گذاشته باشد.
اکثر مخازن نفتي داراي انرژي طبيعي اوليه براي استخراج نفت مي باشند. با شروع بهره برداري مداوم از مخزن ، سيال موجود در آن کم شده در نتيجه از ارتفاع ستون هيدروکربوري و انرژي طبيعي مخزن کاسته مي شود.[٧]
کاهش ستون هيدروکربوري عمده ترين دليل کاهش دبي توليدي چاه ها در اين دوره مي باشد زيرا اين امر موجب هوجوم آب و يا هجوم گاز در چاه ها مي شود. زمان شروع دوره کاهش بستگي به چگونگي دوره توسعه و تثبيت و پارامترهاي مخزن از جمله ارتفاع ستون هيدروکربوري ، مکانيزم هاي فعال و غالب و همچنين خصوصيات سنگ و مخزن دارد. مبناي روش منحني هاي افت توليد، اضمحلال انرژي دروني مخزن است . اکثر مخازن نفتي ايران در مرحله دوم از عمر توليدي خود بسر مي برند لذا پرداختن به روشهاي ازدياد برداشت در کنار عمليات اکتشافي براي مخازن جديد، امري اجتناب ناپذير مي باشد. در شکل ٤ تفاوت عمر توليدي مخازني با روش برداشت طبيعي ، صيانتي و غير صيانتي قابل مشاهده مي باشد.
شکل (٤): دوره هاي عمر توليدي مخزن تحت روشهاي متفاوت برداشت
٣. زمين شناسي ميدان
ميدان جفير با روند ساختاري WNW-ESE (شمال غربي - جنوب شرقي ) در بخش شمالي ناحيه دشت آبادان در جنوب غرب ايران و در استان خوزستان قرار دارد و ٩٥ کيلومتر در جهت شمال غربي با خرمشهر فاصله دارد که موقعيت آن در شکل ٥ مشخص شده است . اين ميدان در بين ميادين نفتي آب تيمور، سوسنگرد، دارخوين ، اميد، آزادگان و گوشک در ايران و ميادين مجنون ، نهر عمر و زبيد در عراق قرار دارد. اکتشافات ميدان جفير در سال ١٩٧٥ ميلادي توسط شرکت ديمنکس (.Deminex Iran Oil Co) و به وسيله مطالعات لرزه اي صورت گرفت و مشخص شد که تاقديس جفير يک ساختمان با شيب ملايم مي باشد. از اين رو حفاري اولين چاه جفير (١-JR) در حاشيه خط الراس تاقديس فوق الذکر در ٢٩ سپتامبر ١٩٧٥ شروع شد و در ٢٢ فوريه ١٩٧٦ به عمق ١٣٩٨٦ فوتي (٤٢٦٢ متري ) رسيد. اهداف اوليه اکتشافي ، ماسه سنگ اهواز و سازندهاي ايلام و سروک و فهليان و اهداف ثانويه اکتشافي سازندهاي آسماري ، جهرم ، تيارات ، تاربور و گدوان بوده اند. در هر حال به دلايل ذيل ، لايه هاي مختلف در سازندهاي ايلام ، سروک ، گژدمي و گدوان حاوي نفت و گاز شناخته شدند:
• وجود آثار نفت و گاز (oil-gas show)
•تفسير نمودارهاي پتروفيزيکي
• وفور اينتروال ماسه سنگ گدوان
شکل (٥): نمايي از موقعيت ميدان
ميدان مورد نظر با ابعادي ٥*١٥ کيلومتر در شکل ٦ نشان داده شده است .
شکل (٦): نمايي از ساختار و ابعاد ميدان
دشت آبادان زون ساختماني است که در انتهاي جنوب غربي ايران قرار دارد. حد شمال و شمالشرقي آن جبههي چينهاي با روند زاگرس است . تداوم شمالي اين خط وارد مرز عراق ميگردد. حد جنوبي دشت آبادان به خليج فارس و عراق و حد غربي آن نيز به مرز عراق محدود است . روند تاقديسهاي دشت آبادان از روند تاقديسهاي زاگرس پيروي نميکند . تاقديسهاي اين ناحيه زيرسطحي بوده و امتداد شمالي - جنوبي دارند. خواص ساختماني دشت آبادان قابل تعميم و تطبيق با ساختمان تاقديسهاي صفحه عربي (از جمله جنوب عراق ، کويت ، شمال خليج فارس و شمالشرقي شبه جزيرهي عربستان ) ميباشد. تاقديسهاي شمالي جنوبي در عربستان ، کويت و عراق ساختمانهايي از منشأ رشدي (drape over) هستند که به گسلههاي پيسنگ نسبت داده شدهاند.
سازند ايلام از پکستون خاکستري به صورت جزئي دولوميتي شده ، متخلخل ، گچي تا دانهاي همراه با خرده هاي فسيل ، فرامينيفرهاي بنتونيک کوچک و فرامينيفرهاي پلانکتونيک تشکيل شده است . به سمت پايين اين سازند به مادستون متراکم (سفت ) و تا حدودي بلورين تبديل ميشود. در قسمت بالايي ، سازند از ميان لايههاي وکستون - پکستون و شيل خاکستري سبز تشکيل شده است . ايلام مخزن اصلي در ساختمان مخزن است . تغييرات قائم ليتولوژي در اين سازند چشمگير است و اين تغييرات توزيع سيال را کنترل ميکند. سازند ايلام ١١٨ متر در چاه ٣-JR ضخامت دارد و ضخامت آن به ١٢٦ متر در چاه ١-JRNW افزايش مي يابد. سازند گورپي با ناپيوستگي بر روي سازند ايلام قرار ميگيرد. اين ناپيوستگي براساس مطالعات دانسيته
شيل استنتاج شده است ؛ تغيير شديد در محيط رسوبي به دنبال نهشته شدن سازند گورپي نيز وجود ناپيوستگي را تصديق ميکند. سازند ايلام داراي گونهي روتاليا (.Rotalia sp) شبحهاي پلانکتونيک (اوليگوستجنيد وار Oligosteginiid-like)، جلبک ، روديست ، قطعات نرمتنان و بيوکلست - هاي اکينوئيد است . سازند ايلام در محيط نرتيک دروني ، همراه با جريانهاي ادواري قوي براي خارج کردن زمينه گل آهکي (ميکرايت ) از پيش تشکيل شده ، نهشته شده است که احتمالا زمان آن براي سانتونين است .
٤. سناريوهاي مختلف توليد
شبيه سازي مخزن براي تعيين مديريت مخزن و استراتژي توليد براي بهينه سازي بازيافت نفت مورد استفاده قرار مي گيرد. براي شبيه سازي مخزن ، ماژول ١٠٠ Eclipse (مدل نفت سياه ) در نرم افزار Geoquest مورد استفاده قرار گرفت . بعد از الحاق کردن نقشه کانتور Digitize شده (عمق ، تخلخل و نفوذپذيري ) به ماژول Flogrid در نرم افزار Geoquest مدل زمين شناسي که داراي خصوصيات استاتيکي و اوليه مي باشد خلق شد.
در حين ساخته شدن مدل استاتيکي ، شاخص بندي و توصيف مخزن نيز انجام شد و اطلاعات توصيف مخزن با اطلاعات زمين شناسي ادغام شده و مدل ديناميکي ساخته گرديد[٣]. در شکل ٧ و ٨ انواع گريد بندي مخزن مشاهده مي گردد.
اين مدل شامل ١٨٦٤٨ گريد مي باشد.
Nx (تعداد گريدها در جهت x) = ٣٧
Ny (تعداد گريدها در جهت y) = ٤٢
Nz (تعداد گريدها در جهت z) = ١٢
اين مدل شامل ٦١٢٠ گريد مي باشد.
Nx (تعداد گريدها در جهت x) = ٣٠
Ny (تعداد گريدها در جهت y) = ٣٤
Nz (تعداد گريدها در جهت z) = ٦
بعد از آن مراحل مربوط به تطابق تاريخچه انجام گرفت . در نهايت پس از به دست آمدن مدل اصلي مي توان از آن جهت پيش بيني وضعيت مخزن در آينده تحت سناريوهاي تعريف شده ذيل استفاده نمود، لازم به ذکر است در شرايط اوليه اين مخزن به صورت Undersaturated Reservoir مي باشد.[٤]
